Четошникова Л.М. Нетрадиционные возобновляемые источники энергии

Подождите немного. Документ загружается.

- стоимость 1кВт установленной мощности ВЭУ намного ниже, чем у ФЭС и

сравнима со стоимостью микроГЭС;

- ветровые ресурсы по сравнению с солнечными, распределены достаточно

равномерно в течение года и в течение дня;

- ВЭУ можно разместить недалеко от объекта энергоснабжения, в то время, как

расположение микроГЭС привязано к реке;

- по сравнению с ФЭС, производство ВЭУ не требует высокотехнологического

оборудования, и поэтому, большинство элементов ВЭУ можно выпускать на

любом машиностроительном предприятии или изготовить собственными силами.

Наиболее расширенная схема энергоустановки с ВЭУ приведена на рис. 5.

Назначение элементов схемы:

ВЭУ заряжает аккумуляторную батарею (АБ). Для преобразования

трѐхфазного переменного напряжения ВЭУ в постоянное имеется выпрямитель.

Инвертор преобразует энергию, запасѐнную в АБ, в высококачественное

однофазное напряжение 220В/50Гц. Непосредственно к АБ подключаются

потребители постоянного напряжения.

Рис. 5. Структурная схема энергоустановки с использованием ВЭУ

Для получения ряда напряжений постоянного тока (12/24/48В), имеются

делители напряжения.

К инвертору подключаются потребители стандартного напряжения.

Контроллер заряда регулирует зарядное напряжение и, тем самым, предохраняет

АБ от перезаряда. Избыток энергии ВЭУ, который остаѐтся при регулировании

зарядного напряжения, идѐт на нагрев воды в бойлере или нагрев воздуха в

помещении. Для этого имеется водяной или воздушный ТЭН.

Для предотвращения переразряда АБ, имеется контроллер нагрузок

постоянного тока. Как только батарея приближается к опасному уровню

переразряда, данный контроллер отключает нагрузки постоянного тока. Защиту

АБ от переразряда в линии переменного тока осуществляет инвертор.

На случай длительного штиля имеется какой-либо резервный энергоисточник

для заряда АБ. В данном случае это дизельная электростанция (ДЭС), которая

подключается к инвертору.

Большинство современных инверторов имеют встроенное зарядное устройство

от генератора переменного тока или сети.

Мощность ВЭУ в рассматриваемой энергоустановке, обычно не превышает 5

кВт. Такое ограничение связано с входным напряжением серийных инверторов,

которое не превышает 48В. При увеличении мощности ВЭУ больше 5 кВт и

низком напряжении АБ, номинальный ток генератора достигает такой величины,

что эффективность энергоустановки снижается.

Энергоустановка может использоваться для электроснабжения бытовых

нагрузок в жилом доме, таких, как освещение, теле- и аудиотехника (телевизоры,

спутниковые антенны, видеомагнитофоны, магнитофоны, приемники),

холодильники и другие кухонные электроприборы (миксеры, небольшие

электропечи, кипятильники, печи СВЧ, кофеварки, электрочайники, тостеры, и

т.п.), оргтехника (компьютеры, принтеры, сканеры, ксероксы, телефоны, факсы и

т.п.), ручной электроинструмент (дрели, электролобзики, электрорубанки и т.п.),

другие бытовые электроприборы (пылесосы, фены, утюги, стиральные машины,

вентиляторы, кондиционеры, электронагреватели небольшой мощности и т.п.).

Кроме того, энергоустановка, приведенная на рис. 5, может служить

источником электрической энергии для однофазного промышленного

электрооборудования небольшой мощности (насосы, компрессоры, настольные

станки и т.п.), электроприборов, приводимых в действие двигателями

постоянного тока (холодильники, насосы, и т.п.), а также электроприборов, в

которых предусмотрена возможность работы от аккумуляторов или батареек

(телевизоры, магнитофоны, приѐмники и т.п.).

В большинстве прикладных задач ветроэнергетики гораздо важно знать не

суммарное количество энергии, которое может выработать ветроустановка,

например, за год, а ту мощность, которую она может обеспечивать постоянно.

При сильном ветре, от 10 до 12 м/c, ветроустановки вырабатывают достаточно

электроэнергии, которую иногда даже приходится сбрасывать в систему или

запасать. Трудности возникают в периоды длительного затишья или слабого

ветра. Поэтому для ветроэнергетики является законом считать районы со средней

скоростью ветра менее 5 м/с малопригодными для размещения ветроустановок, а

со скоростью 8 м/с – очень хорошими. Но независимо от этого во всех случаях

требуется тщательный выбор параметров ветроустановок применительно к

местным метеоусловиям.

2.2. Практическое занятие 3

Расчет ветроэнергетической установки

Задание

1. Изучить методику определения ветроэнергетического потенциала

местности;

2. Рассчитать энергетические параметры ветра и определить ветровой

потенциал заданного района;

3. Сравнить результаты метеорологических наблюдений с распределением

Рэлея;

4. Рассчитать производительность ветроэнергетической установки.

Порядок расчета

Описание методики измерений.

Для проведения анализа ветроэнергетического потенциала требуется

предварительно проводить в течение года ежедневные 5-ти кратные измерения

скорости ветра с равными промежутками времени: в 9 ч, 12 ч, 15 ч, 18 ч и в 21ч.

В данной работе используется база данных, полученная на метеостанции.

Измерения проводились ежедневно в течение одного года с интервалом 3 часа.

Порядок обработки результатов измерений следующий:

1. Результаты измерений скорости ветра v

, м/c, объединяются в группы с

интервалом Δν. Общее число измерений N = 2912.

2. Поскольку измерения скорости проводятся на высоте установки флюгера h

= 10м, а для оценки энергетического потенциала нужна скорость ветра ν

на

высоте предполагаемой установки ветротурбин h

, определение скорости ветра на

этой высоте выполняется с помощью известной аппроксимационной зависимости

, (2.1)

где h

принимается равной 20 – 100 м. Коэффициент возрастания средней

скорости ветра с высотой и значения показателя степени m для различных сезонов

берутся из табл. 2.1.

Таблица 2.1

Коэффициент возрастания средней скорости ветра с высотой ν(h

)/ν(h

) и

показатель степени m

Сезон

Высота, м

100

Зима

1,12

1,26

1,35

1,43

1,50

0,17

Весна

1,17

1,36

1,50

1,59

1,66

0,22

Лето

1,18

1,40

1,55

1,67

1,76

0,24

Осень

1,12

1,26

1,35

1,43

1,50

0,17

год

1,15

1,32

1,44

1,53

1,60

0,20

3. Определяется величина вероятностного распределения скорости ветра

Фv = Nvi / N, (2.2)

где Nνi – число измерений в i – м скоростном интервале.

Строится зависимость Фv=f(v). Произведение Фν∙Δν может быть

интерпретировано как часть времени года, в течение которого скорость ветра

имеет значения, заключенные в интервале от ν до v+Δv.

4. Среднее значение скорости ветра v

определяется соотношением

= Σ v

/ N, (2.3)

где Σ v

– сумма всех измеренных значений скорости.

5. Определяется вероятность

появления ветра со скоростью v, большей

некоторой заданной скорости v’, для чего складываются вероятности всех

скоростных интервалов, в которых v > v’.

Вероятность Ф

v>v’

может быть интерпретирована как часть времени года, в

течение которого ветры дуют со скоростью, большей v’.

Строится зависимость Ф

v>v’

= f(v).

6. Мощность ветрового потока единичного сечения Pv, Вт определяется

= ρ∙v

/ 2 , (2.4)

где ρ – плотность воздуха, принимается равной 1,226 кг/м

Произведение P Фv представляет собой функцию распределения энергии ветра.

Строится зависимость P Фv = f(v).

7. Строится зависимость Pv = f(Фv>v’), позволяющая определить

вероятность ожидания ветрового потока заданной мощности.

В табл. 2.2 заданы значения скоростей ветра и соответствующее число

измерений.

После выполнения обработки измерений и расчетов на основании формул (2.1

– 2.4) и построенных зависимостей необходимо провести анализ полученных

результатов.

8 Анализ полученных результатов

8.1. Пользуясь построенной зависимостью Ф v= f(v), сравнить среднее

значение скорости ветра с наиболее вероятным значением скорости ветра в

данной местности, а также с расчетной скоростью, принимаемой для

проектирования ВЭУ (v = 10 – 12 м/с).

8.2. Пользуясь построенной зависимостью PФv = f(v), определить значение

скорости, при которой функция распределения энергии ветра имеет максимум и

сравнить его с наиболее вероятным значением скорости ветра в данной

местности.

8.3. Пользуясь построенной зависимостью Pv = f(Фv>v’), определить

вероятность ожидания ветрового потока мощностью 0,5; 1 и 2 кВт.

8.4. По результатам проведенного анализа сделать выводы.

Таблица 2.2

Статистический анализ результатов измерений скорости ветра

v, м/c

Фv

Фv>v’

Pv,

Вт/м

Pv∙ Фv

34,9

32,8

28,4

26,2

24,05

21,9

19,7

17,5

15,3

13,1

10,9

8,7

6,5

4,3

2,1

Всего

145

212

348

407

548

604

363

2912

Определение ветрового потенциала заданного района.

По табл. П.2.1 – П.2.3 определить среднегодовые значения скорости ветра для

заданного района.

Карта распределения средней скорости ветра Южного Урала (рис. П.2.1)

показывает, что наибольшие значения достигают 8…9 м/с, а минимальные

значения в затененных местах 1…2 м/с, в степной зоне скорость ветра выше в

среднем на 2 м/с, чем в лесостепной зоне. Первый район включает открытые

вершины Уральских гор. Среднегодовая скорость ветра составляет более 8 м/с.

Второй район охватывает степную зону региона со средней скоростью ветра

4,5 – 5,5 м/с. Данная территория имеет развитое сельскохозяйственное

производство и охватывает более 50% территории региона.

Третий район расположен в лесостепной зоне со скоростью ветра 3,5 – 4,0 м/с.

Зона охватывает центральную и северную часть региона и занимает примерно

40% территории.

Четвертый район расположен в горнозаводской зоне. Средняя скорость ветра

составляет 2,5 – 3,0 м/с.

1. Построить график среднемесячных скоростей, определить месяцы с

наибольшей скоростью ветра.

2. По формуле 2.1 и табл. 2.1 определить скорость ветра на высоте h

через

скорость ветра на высоте флюгера h

для различной высоты установки. Для

приблизительных расчетов можно воспользоваться значением коэффициента К

который для разных районов Челябинской области приведен в табл. 2.3

(2.5)

Таблица 2.3

Значения коэффициента К

Высота

измерения

1 район

2 район

3 район

4 район

1,0

1,05

1,09

1,12

1,17

1,08

1,15

1,2

1,28

1,12

1,2

1,31

1,44

100

1,18

1,32

1,47

1,69

2.3. Определить удельную мощность потока ветровой энергии (формула 2.4)

2.4. Определить удельный валовый потенциал ветровой энергии зоны по

средней удельной мощности ветрового потока

ув

=<P>T/20, (2.6)

где Т = 8760 ч/год.

2.5. Валовый потенциал территории определяется по формуле

= W

ув

· S, (2.7)

где S, м

– площадь территории.

Общая площадь территории первого района – 1,54 тыс. км

, второго района –

45,71 тыс. км

, третьего района – 31,9 тыс. км

, четвертого района – 8,75 тыс. км

2.6. Определить технический потенциал, который зависит от параметров

ветроэнергетической установки, среднегодовой скорости ветра на высоте

установки, а также площади зоны, пригодной для сооружения установки.

Приближенное соотношение между валовым и техническим потенциалом равно

=0,02. (2.8)

2.7. Определяется экономический потенциал ветровой энергии

= 0,005W

. (2.9)

Результаты расчетов для заданного района и высоты сводятся в табл. 2.4.

Сравнение результатов метеорологических наблюдений с распределением

Рэлея.

Проведенный анализ характеристик ветра состоял в математической обработке

массива экспериментальных данных с использованием методов математической

статистики. Этот анализ существенно бы упростился, если бы для функции

распределения вероятности скорости ветра имелось аналитическое выражение,

соответствующее экспериментальным данным. В этом случае, во-первых, резко

бы сократилось необходимое количество измерений скорости ветра, во-вторых,

появилась бы возможность аналитического расчета характеристик

ветроустановок.

Таблица 2.4

Расчет потенциала ветровой энергии района

Высота

измерения

ν,

м/с

/с

кВт

уд

кВт∙ч/м

год

кВт∙ч/год

ГВт∙ч/год

э,

ГВт∙ч/год

100

Для проведения анализа функции распределения скорости ветра, основанной

на экспериментальных метеорологических данных, требуется сравнить

экспериментальные зависимости, полученные в п. 1 с теоретическим

распределением Рэлея.

Порядок анализа следующий

1. Для распределения Рэлея справедливо равенство

v>v’

– (v’/ v )

], (2.10)

где Фν>ν’ – вероятность появления ветра со скоростью v, м/с, большей некоторой

заданной скорости v’, м/с; v – среднее значение скорости, м/с.

Следует, задаваясь значениями скорости v’, м/с, из диапазона реальных

скоростей ветра и используя среднее значение скорости v , м/с, полученное в п 1,

построить теоретическую зависимость по формуле (2.10). Результаты занести в

табл. 2.5.

Относительная погрешность определяется как

δ = (Ф

u>u’ теор

– Ф

u>u’ эксп)

/ Ф

u>u’

100%. (2.11)

3.2. Для распределения Рэлея справедливо равенство

)

1/ 3

= 1,24v . (2.12)

Следует проверить его, подставив среднее значение скорости ветра,

полученное ранее, в формулу (2.12)

3.3. Для распределения Рэлея справедливо утверждение, что вероятность

скорости Фv максимальна при значении скорости

v = (2/π) v = 0,8v (2.13)

Следует определить скорость, при которой вероятность максимальна,

подставив среднее значение скорости ветра, полученное в предыдущей работе в

формулу (2.13). Погрешность определяется аналогично (2.11).

3.4. Для распределения Рэлея справедливо утверждение, что функция Ф v

максимальна при значении скорости

v = 2 (2/π) v = 1,6 v . (2.14)

Следует построить зависимость Ф v

= f(v), используя значения скорости

ветра в диапазоне реальных значений и проверить это утверждение, подставив

среднее значение скорости ветра в формулу (2.14), полученное в предыдущей

работе. Погрешность определяется аналогично (2.11).

Результаты расчетов занести в табл. 2.5.

Таблица 2.5

Протокол измерений и расчетов

V, м/с

Фu>u’ (эксп.)

Фu>u’ (теор.)

δ, % для

Фu>u’

δ, % для

Фu

δ, % для

Ф и3

3.5. Анализ полученных результатов

3.5.1. Пользуясь построенной в предыдущей работе зависимостью Фv>v’=f(v),

необходимо сравнить ее с теоретической зависимостью Фv>v, рассчитанной по

формуле (2.10).

3.5.2. Пользуясь построенной зависимостью Фv =f(v), экспериментально

полученное значение наиболее вероятной скорости, при которой функция

распределения скорости ветра имеет максимум, сравнить с теоретическим

значением, рассчитанным по формуле (2.13).

3.5.3. По построенной зависимости Фv v

= f(v) определить максимальное

значение функции и сравнить его с теоретически определенным значением

скорости по формуле (2.14).

3.5.4. По результатам проведенного анализа сделать выводы.

4. Расчет средней годовой производительности ветроагрегата ВЭУ – 3

Технические характеристики ветроагрегата: Р

= 3 кВт, h = 20 м, ν

= 4 м/с,

ном

= 10,4 м/с, ν

макс

=30 м/с, ометаемая площадь S = 14,28 м

Расчеты вести для средней скорости ветра 7 м/с; 9 м/с; 11 м/с.

Средняя производительность ветроагрегата (А) с номинальной мощностью Р

(кВт), начальной скоростью ветроколеса ν

(м/с), скоростью регулирования

ном

(м/с) и максимальной скоростью ν

макс

(м/с) будет равна:

ТР

ном

, (2.15)

где

mxImxImxIvv

номnр

,,,

– средний куб скорости в диапазоне

рабочих скоростей (v

макс

> v ≥ v

);

dtte

mГ

mxI

– неполная гамма-функция;

,,1

, m

– параметры функции Вейбулла;

Г(m) – полная гамма-функция;

здесь х

ном

= v

ном

ср

; x

= v

ср

;

ном

; m = c

Пользуясь данными табл. П. 2.5, найдем v

и c

для заданной ветровой зоны

1020

; (2.16)

)(

1020

, (2.17)

где с

= 0,578 – коэффициент вариации, характеризующийся изменчивостью

ветра во времени.

Далее по этим данным определяется средний куб скорости (табл. П.2.6) (при

необходимости используется простая интерполяция); По табл. П.2.7 находим

значения неполной гамма-функции I(x

ном

, m), I(x

m) и I(x

’

,m).

Подставив найденные значения в формулу (2.15), вычислить среднюю

производительность ветроустановки.

Определить среднегодовой коэффициент полезного действия ветроустановки

по формуле

%100

8760

Сделать выводы о целесообразности использования ветроустановки при

заданном диапазоне скоростей ветра в регионе.

Контрольные вопросы

1. Дать определения понятиям «валовой», «технический» и «экономический»

потенциалы ветровой энергии.

2. Какие функции распределения случайной величины вы знаете?

3. Какая функция распределения наиболее точно описывает распределение

скорости ветра?

4. Как определяется вероятностное распределение скорости ветрового потока?

5. От чего зависит мощность ветрового потока и производительность

ветроэнергетической установки

III. ПРЕОБРАЗОВАНИЕ И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭНЕРГИИ МАЛЫХ РЕК

3.1. Особенности малой гидроэнергетики

Одним из наиболее эффективных направлений развития нетрадиционной

энергетики является использование энергии небольших водотоков с помощью

микро- и малых ГЭС. Это объясняется, с одной стороны, значительным

потенциалом таких водотоков при сравнительной простоте их использования, а с

другой – практическим исчерпанием гидроэнергетического потенциала крупных

рек.

Объекты малой гидроэнергетики условно делят на два типа: “мини” -

обеспечивающие единичную мощность до 5000 кВт, и “микро” - работающие в

диапазоне от 3 до 100 кВт (рис. 6). Использование гидроэлектростанций таких

мощностей - для России вовсе не новое, а хорошо забытое старое: в 50-60-х годах

у нас работало несколько тысяч малых ГЭС. Сегодня их количество едва

достигает нескольких сотен штук.

Рис. 6. Схема установки микроГЭС

Современная гидроэнергетика по сравнению с другими традиционными

видами электроэнергетики является наиболее экономичным и экологически

безопасным способом получения электроэнергии. Малая гидроэнергетика идет в